Biomassa de cana precisa brigar para manter espaço

A indústria sucroalcooleira foi pega no contrapé. Ao disputar os leilões de energia para entrega em três anos, o setor assistiu à derrubada dos preços em 30% vinda de uma concorrente inesperada: a geração eólica. "O custo de implantação de uma usina eólica caiu pela metade nos últimos três anos", pondera Emilio Rietmann, diretor executivo da Energias Renováveis do Brasil (ERB). "Para a biomassa de cana, o custo dobrou."

Nos níveis atuais, a biomassa da cana só é viável com preços entre R$ 130 e R$ 140 por megawatt, diz Rietmann. Ainda assim, só para quem trabalha com cogeração térmica e elétrica simultaneamente, o que torna o processo mais eficiente e barato. Em agosto as eólicas venderam energia entre R$ 99,54 e R$ 99,58, preços inferiores até aos das térmicas a gás natural da Petrobras (R$ 103,26). Para Rietmann, será muito difícil os preços voltarem a patamares de R$ 140 por megawatt, como em 2010. Isso deve conter mais os investimentos do setor, freados há três anos.

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Tradicionalmente cara devido aos custos elevados de instalação, a geração eólica ganhou uma aliada na crise financeira de 2008 que pôs a pique vários projetos na Europa. Com aerogeradores sobrando, a instalação dos novos projetos ficou mais atrativa no Brasil. Principalmente depois que o governo de São Paulo reduziu o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) sobre os equipamentos fabricados no Estado, em 2010.

As usinas sucroalcooleiras "foram surpreendidas pela melhoria da eficiência da energia eólica", afirma Renato Queiroz, pesquisador do grupo de economia de energia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Com isso, o governo ficou em situação mais confortável para optar por diferentes fontes de energia alternativa. Além da hidroeletricidade, que responde por 70% do abastecimento elétrico do país, a energia da biomassa vai ter que brigar em preço com as térmicas a gás e a eólica em condições desfavoráveis.

Se o cenário não mudar, os investimentos não vão voltar com força, decreta Rietmann. "É pouco provável que a situação mude nos próximos dois anos." Ele acredita que os preços tendem a subir um pouco depois que passar a onda de instalação de projetos eólicos com preços vantajosos, mas então serão os novos players quem vão determinar os novos níveis do mercado.

Para Rietmann, o setor de biomassa tem como alternativa a venda direta no mercado livre, incentivada pelo governo. Hoje tem sido possível fechar contratos a R$ 140 por megawatt nesse mercado, valor considerado bom para o gerador e interessante para o consumidor. "Esse vai ser o papel da biomassa", defende o diretor da ERB.

Para a União da Indústria da Cana-de-Açúcar (Unica), o problema para a geração por biomassa de cana está nas "condições desiguais" que o setor enfrenta em relação às fontes concorrentes. Segundo Zilmar José de Souza, gerente em bioeletricidade da Unica, a geração eólica tem condições de financiamento e isenção fiscal que o setor de biomassa não dispõe. A maior parte dos projetos de novos parques eólicos está no Nordeste. Portanto, encontram crédito a juro subsidiado pelo Banco do Nordeste do Brasil (BNB) com taxas que nem o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) oferece.

Fornecedores de máquinas comemoram

Carlos Roberto Hohl, da ABB: oportunidades de bons negócios em todos os segmentos do setor elétrico no Brasil

Ampliação das usinas existentes, instalação de novas unidades, nacionalização e diversificação de portfólios. A crescente demanda do setor elétrico por equipamentos tem motivado os fornecedores instalados no país a investirem na expansão de suas atividades, de forma a conquistar fatias do mercado e resistir às investidas de players estrangeiros.

"Estamos otimistas em relação ao futuro", afirma Carlos Roberto Hohl, diretor de desenvolvimento de negócios da ABB. Nem mesmo o assédio de fornecedores de outras regiões do planeta, como os chineses, mudam esse panorama. "Estamos no Brasil há muito tempo. Compreendemos o mercado e os clientes brasileiros e estamos aumentando nossa produção. Isso é uma vantagem competitiva", diz Hohl.

Segundo ele, o Brasil está entre os principais mercados do grupo, motivando o desenvolvimento de um plano de crescimento que deverá absorver investimentos de US$ 200 milhões até 2015. "Nosso objetivo é mais do que duplicar o volume de negócios e duplicar o número de funcionários", acrescenta. "Fechamos 2010 com 3.800 colaboradores e já estamos contratando gente", afirma o executivo, acrescentando que a empresa enfrenta o desafio de encontrar profissionais qualificados.

Como parte do plano de expansão, a ABB inaugurou fábricas. A de Guarulhos vai produzir painéis de baixa e média tensão e a de Blumenau, transformadores de distribuição a seco. A companhia também anunciou recentemente a aquisição de uma nova planta em Sorocaba para fabricar equipamentos de baixa tensão, além de motores, acionamentos e automação.

Para Hohl, todos os segmentos do setor elétrico deverão oferecer oportunidades. Os apagões registrados em São Paulo e as explosões de bueiros no Rio de Janeiro são indicadores da necessidades de investimentos das concessionárias em suas redes. A ABB está recebendo encomendas de projetos de transmissão de energia elétrica da nova fronteira do setor elétrico, que são as usinas localizadas no Norte do país, em plena Região Amazônica.

O grupo ABB adquiriu recentemente a Ventyx, empresa líder no fornecimento de software para energia global, concessionárias, comunicações, e outros negócios. A empresa produz soluções nas atividades de comercialização de energia e gerenciamento de riscos, operações e análises de energia, além de soluções de software para planejamento e previsão de necessidades de eletricidade, incluindo fontes renováveis. "Esses produtos nos permitem oferecer soluções para instalação das smart grids ou redes inteligentes, que aumentam o nível de automação e confiabilidade das redes elétricas, principalmente no que se refere a distribuição", diz o diretor da ABB.

Instalada no Brasil desde o início do século passado, a GE também está otimista em relação aos efeitos do crescimento econômico nos mercados nos quais atua. Em agosto, o presidente e CEO da GE América Latina, Reinaldo Garcia, anunciou que os investimentos de US$ 550 milhões, projetados para o período entre 2011 e 2013 no Brasil poderá ser ampliado, em virtude das oportunidades proporcionadas pelo crescimento econômico do país - as atividades da companhia no Brasil terão expansão de 30% em 2011.

"Em relação ao setor elétrico, mantemos uma expectativa altíssima", acrescenta Marcelo Prado, diretor de marketing para América Latina. Segundo ele, a companhia produz no país artigos destinados tanto para o segmento de geração de energia à base de combustíveis fósseis, como para o de fontes renováveis.

Uma das áreas em que a empresa está apostando é na de geração eólica. Segundo Prado, a companhia recebeu encomendas de cerca de 700 turbinas eólicas para os próximos anos - 60% dos equipamentos são produzidos no Brasil.

Prado acrescenta que a companhia também olha como oportunidade a possibilidade de projetos de novas usinas termelétricas a gás natural serem incluídos na matriz energética. Em agosto último, projetos de usinas a gás voltaram a ser leiloados pelo governo federal, depois de três anos sem a presença dessa fonte nos certames. Dos 2.744,6 MW comercializados, 38% foram projetos de geração térmica a gás natural.

"Acreditamos que o Brasil manterá essa rota de crescimento econômico e, por isso, temos ampliado a nossa produção", afirma Marcos Costa, vice-presidente para a América Latina do setor de energia da Alstom Brasil Energia e Transporte Ltda. A empresa está ampliando unidades existentes e instalando novas plantas para atender ao crescimento das encomendas.

No início do ano passado, por exemplo, a Alstom, em parceria com a Bardella, inaugurou, em Porto Velho (RO), a Indústria Metalúrgica e Mecânica da Amazônia (IMMA), fábrica de equipamentos destinada a atender à demanda proporcionada pela usina Santo Antônio, em construção no rio Madeira. "A unidade permitirá o atendimento a outros projetos de geração da Região Amazônica, como as usinas de Belo Monte e Teles Pires", diz Costa. O vice-presidente da Alstom acrescenta que o posicionamento da fábrica permitirá o atendimento das necessidades de outros países, como o Peru e o Equador, que contam com projetos de geração hidrelétricas.

A Alstom também tem atuado no atendimento à crescente procura por equipamentos para geração eólica. Em junho, por exemplo, firmou contrato, no valor de € 200 milhões, com a empresa Brasventos visando o fornecimento de 86 turbinas para a construção de três parques eólicos no Rio Grande do Norte.

Siemens prevê ciclo fotovoltáico

Com a geração eólica já consolidada no Brasil e em vários outros países, a Siemens aposta que a geração solar deverá iniciar um ciclo de expansão semelhante ao verificado pela energia produzida a partir da força dos ventos. "No mundo todo, a energia solar está atrasada sete anos em relação à eólica. Mas agora, esta fonte está chegando fortemente", afirma Ronald Dauscha, diretor de tecnologia e inovação da Siemens.

De acordo com informações da empresa, a expectativa é de que a geração de energia a partir da fonte solar conquiste rapidamente espaços no mercado mundial nos próximos anos.

Em 2009, as usinas fotovoltáicas contavam com uma capacidade instalada ao redor do mundo de 23 mil MW, ao passo que as usinas eólicas detinham 158 MW de potência instalada. A previsão da Siemens é de que em 2015 as plantas fotovoltáicas deverão proporcionar uma capacidade conjunta de 140 mil MW, ante 400 mil MW projetados para a geração eólica para o mesmo ano.

O diretor da Siemens acrescenta que a expansão da geração eólica e fotovoltáica encaixam-se em um contexto mundial de aumento da participação das fontes renováveis nas matrizes energéticas. Segundo Dauscha, um dos focos nos esforços de inovação a serem empreendidos nos próximos anos será a busca por formas de armazenagem da energia gerada por essas duas fontes.

No Brasil, as plantas de geração fotovoltáica já estão ganhando escala. A MPX, uma das empresas do conglomerado do empresário Ike Batista, inaugurou em agosto uma usina fotovoltáica de 1 MW de capacidade instalada, energia suficiente para abastecer 1,5 mil famílias da região.

A usina, erguida em Tauá, no sertão do Estado do Ceará, representa um avanço nas características dos projetos de geração fotovoltáica implantados até o momento no Brasil. "Trata-se da primeira usina fotovoltáica integrada ao sistema elétrico interligado do país", diz Marcus Temke, diretor de implantação e operação da companhia.

O projeto da usina consumiu investimentos da ordem de R$ 10 milhões, sendo que US$ 700 mil desse total foram obtidos junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID). Os recursos foram utilizados para a construção de uma planta com 4,68 mil painéis fotovoltaicos.

Durante a inauguração, a empresa anunciou acordo com a GE com o objetivo de duplicar a capacidade instalada da planta. Com a expansão, serão instalados na usina mais 6,9 mil painéis, totalizando 11.580 módulos solares. "A MPX é pioneira em energia solar no Brasil e investiu por acreditar no desenvolvimento dessa fonte no médio e longo prazo. Com a GE, impulsionamos o nosso empreendimento, previsto para chegar a 50 MW", afirmou o presidente da MPX, Eduardo Karrer. "O projeto foi concebido para contar com uma capacidade total de 50 MW", acrescentou Marcus Temke.

A Eletrosul, geradora e transmissora de energia do Grupo Eletrobrás, também está aderindo à geração fotovoltáica, com o projeto Megawatt Solar, que se encontra em fase de licitação.

O projeto prevê a construção de uma usina fotovoltáica com 1 MW de capacidade instalada na própria sede da empresa, cujos telhados serão cobertos por cerca de 10 mil metros de painéis fotovoltáicos.

No fim de agosto, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a implementação de projeto piloto da Coelba, concessionária que atua no Estado da Bahia, para geração solar fotovoltáica no estádio de futebol Governador Professor Roberto Santos (Pituaçu), na capital baiana, que será o primeiro estádio do Brasil a contar com esse tipo de iluminação. A estimativa de geração anual é de 630 megawatts/hora e a entrada em operação comercial da usina está prevista para dezembro. Como a geração prevista é aproximadamente 75% superior à carga do estádio, a energia excedente poderá ser utilizada para abater o consumo de outras unidades consumidoras previamente cadastradas para esse fim.

Especialista propõe migração para um regime de bacias hidrográficas

José Luiz Alquéres: "Migração seria muito melhor do que a extensão pura e simples das concessões por 20 anos"

Enquanto o governo federal não bate o martelo sobre a prorrogação ou a licitação dos ativos que começam a vencer a partir de 2015, algumas propostas começam a surgir. Para o ex-presidente da Light e da Eletrobrás, José Luiz Alquéres, uma ideia seria usar o vencimento das concessões das hidrelétricas para fazer a migração do sistema atual para um regime de concessão por bacia hidrográfica. A empresa não seria apenas responsável pela gestão da geração de energia elétrica, mas teria de gerenciar também a manutenção da qualidade da água e do meio ambiente na bacia, dentro de parâmetros e indicadores definidos previamente por órgãos reguladores. "A concessão seguiria uma visão muito mais ampla e que poderia ter grandes resultados sobre a melhoria do meio ambiente."

Para Alquéres, as concessões das diferentes usinas poderiam ser prorrogadas e alinhadas a uma mesma data. O segundo passo seria dado por uma lei que estabeleceria um prazo para que as concessionárias se adaptassem às novas responsabilidades. "Isso seria muito melhor do que a extensão pura e simples das concessões por 20 anos", afirma.

Em seus cálculos, a decisão também ampliaria os recursos investidos no meio ambiente. Em uma conta básica, se fossem investidos em gestão ambiental 20% do valor anual da energia gerada no potencial hidrelétrico nacional, mais de US$ 10 bilhões anuais poderiam ser aplicados em um amplo programa de gestão de recursos hídricos e melhorias ambientais.

O impasse no setor elétrico tem sido observado com atenção por concessionárias de ferrovias e operadoras de telefonia que participaram do processo de privatização na década de 1990. No caso delas, a renovação da concessão está presente no contrato, mas ainda assim existem indefinições. Os operadores de ferrovias reclamam da ausência de regras claras sobre como será feita essa renovação - como as compras de locomotivas e vagões são feitas em grandes quantidades e financiamentos de longo prazo, as incertezas afetam os negócios.

Na telefonia, quando o setor foi privatizado, em 1998, a internet engatinhava. Investimentos em banda larga e cabos de fibra ótica foram feitos anos depois e há interpretações jurídicas que colocam dúvidas se esses ativos deveriam voltar à União, qual seria o seu valor de reversão e se haveria algum mecanismo de compensação para os consumidores.

A solução que for dada para o vencimento dos contratos de concessão no setor elétrico servirá como uma espécie de jurisprudência para o momento em que for necessário discutir cláusulas e regras para reversão de ativos, renovar ou licitar novamente contratos de concessões em todos os outros setores de infraestrutura quando os prazos vencerem também. "Por isso, a solução, agora, precisa ser construída com agilidade e, ao mesmo tempo, consistência jurídica e mercadológica, para evitar conflitos judiciais. E precisa ser isonômica", afirma um advogado do setor de infraestrutura. (R.R.)

Próximos leilões já estão na agenda

O governo já prepara a licitação de novas usinas hidrelétricas. Neste semestre, deve ir a leilão a usina de São Manoel (MT), de 700 MW de capacidade. A expectativa é de que no fim de 2012 ou início de 2013 saia o leilão da hidrelétrica de São Luiz dos Tapajós, no rio Tapajós (PA), com 6.133 MW, um dos maiores projetos do setor para os próximos anos. Para reduzir o impacto sobre o ambiente, sua construção deve utilizar um modelo inédito no setor: as usinas plataformas, conceito inspirado nas plataformas de petróleo, em que os operários são deslocados para longos turnos de trabalho em moradias temporárias.

As previsões também dão conta de um crescimento expressivo no mercado de gás natural. Segundo o Plano Decenal 2020, a oferta nacional deve sair do patamar atual de 58 milhões de m3 por dia para 142 milhões de m3 em 2020. Com as importações - 30 milhões de m3 de gás boliviano e 21 milhões de m3 diários de Gás Natural Liquefeito (GNL) -, a oferta total quase dobrará, passando de 109 milhões de m3 por dia em 2011 para 193 milhões de m3 diários em 2020. "O Brasil tem diversas fontes para continuar expandindo o sistema", assegura o presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim.

O sistema de transmissão terá de acompanhar a expansão da geração. Como as grandes hidrelétricas - Jirau, Santo Antônio e Belo Monte - serão erguidas na região Norte, boa parte do crescimento será dada na interligação da Amazônia com o resto do país, aumentando a segurança do sistema. Estima-se que sejam construídos 42 mil quilômetros de linhas de transmissão, que deverão chegar a 142 mil quilômetros de extensão em 2020. Essa ampliação, que será realizada em dez anos, representa quase metade do sistema hoje existente. Estima-se que até 2020 sejam aplicados R$ 46,4 bilhões, dos quais R$ 30 bilhões em linhas de transmissão e R$ 16,4 bilhões em subestações, incluindo as instalações de fronteira.

O setor de distribuição também terá de investir, tanto no reforço da rede, quanto na implementação de novas tecnologias. As redes inteligentes, chamadas de "smart grids", terão impacto sobre a eficiência do uso de energia. (R.R.)

Ganhos de eficiência

 

Com uma matriz de energia elétrica baseada em fontes renováveis, com destaque para as hidrelétricas, que respondem por cerca de 80% da geração de energia no país, o Brasil terá de superar vários desafios ao longo desta década para expandir a capacidade do sistema e atender à crescente demanda prevista para os próximos anos. A média do consumo nacional é de 2.400 kWh por ano, abaixo do patamar médio mundial de 2.900 kWh, dos 3.300 kWh no Chile e Argentina e bem abaixo dos 12 mil kWh dos Estados Unidos. A tendência é que esse número cresça de forma paralela ao aumento de renda dos brasileiros.

Para atender à demanda e fazer com que a capacidade do sistema passe de 110 mil MW para 171 mil MW no fim década, serão investidos R$ 190 bilhões em projetos, dos quais boa parte já foi contratada por meio de leilões. O montante a ser investido em novas usinas - ainda não contratadas ou autorizadas - é de cerca de R$ 100 bilhões, sendo 55% em hidrelétricas e 45% no conjunto de outras fontes renováveis, de acordo com o Plano Decenal 2020. O documento ressalta que, se as licenças ambientais para esses projetos não forem obtidas a tempo, o governo terá de dar prioridade às usinas térmicas a gás.

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Nos últimos oito anos, mais de 30 milhões de pessoas ascenderam de classe social no Brasil. Essa migração fará com que, ao longo dos anos, muitos brasileiros deixem o guarda-chuva das tarifas subsidiadas e tenham de desembolsar mais pela conta de luz, o que coloca outro desafio: reduzir o peso de encargos e tributos, que respondem por metade da conta e também desestimulam a indústria. A ascensão social também expõe a necessidade cada vez maior de investimentos em racionalização de energia. "O Brasil terá de adotar políticas amplas de eficiência energética porque pode haver grande elevação do consumo de aparelhos mais baratos e menos eficientes", afirma o ex-presidente da Eletrobrás e da Light, José Luiz Alquéres.

A pressão de demanda não será sentida apenas nesta década. Segundo estimativas do diretor do Instituto de Eletrotécnica da Universidade de São Paulo (USP), Ildo Sauer, até a década de 2040, a população brasileira deve atingir 220 milhões de pessoas e o consumo per capita de energia chegará a 5 mil kWh por ano, mais que o dobro do patamar atual. Trata-se de um padrão comparável ao de Itália e Espanha. "O Brasil tem grande potencial hidrelétrico e eólico para atender a esse desafio e manter a matriz limpa", analisa Sauer.

O país tem cerca de 90% de sua matriz elétrica - que exclui petróleo e derivados e etanol - baseada em fontes renováveis, considerando hidrelétricas, usinas de biomassa e eólica. Nas estimativas da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), estatal responsável pelo planejamento do setor, entre 2011 e 2020, a demanda de energia elétrica deve ter alta de 4,8% ao ano, enquanto a capacidade de geração irá passar de 110 mil MW para 171 mil MW em 2020.

Até o fim da década, a participação das hidrelétricas cairá de 80% para 67% na matriz, mas a geração de fontes alternativas, como a de usinas eólicas, de térmicas à biomassa e de PCHs, vai dobrar em dez anos, de 8% para 16%. A geração eólica será destaque, aumentando de 1% para 7%. "Mesmo com o pré-sal, o Brasil continuará, tanto na matriz elétrica quanto energética, tendo grande participação das fontes renováveis, porque o etanol, as hidrelétricas, biomassa e eólicas continuarão tendo destaque", diz o presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim.

Manter a matriz elétrica limpa exigirá conciliar interesses diversos. Hoje cerca de 70% do potencial hidrelétrico está na região Amazônica. Essa energia tem um dos mais baixos custos de produção do mundo, o que favoreceria seu uso, mas construir empreendimentos na região Norte implicará avançar em áreas florestais, o que tem deixado ambientalistas do mundo inteiro com o pé atrás.

O avanço das hidrelétricas na região Amazônica incorpora um outro conceito: o das usinas a fio d'água, que, por aproveitarem a vazão do rio, dispensam a construção de grandes reservatórios como se fazia antigamente, permitindo assim a diminuição da área alagada.

Mas reduzir o tamanho do reservatório significa também diminuir a energia armazenada, uma vez que no período de chuvas os grandes reservatórios acumulam água para geração posterior. Em períodos de estiagem, o trabalho é inverso, o que exige o acionamento de outras fontes para dar segurança ao sistema.

"Como o governo tem um planejamento hidrotérmico, essa escolha exige uma energia de segurança térmica, já que sem água essas hidrelétricas param de funcionar", afirmou Augusto Rodrigues, diretor de comunicação empresarial da CPFL Energia, em recente seminário. Em 2006 e 2007, por conta de atraso na obtenção de licenças ambientais para hidrelétricas, o governo federal fez leilões contratando térmicas a gás natural e a óleo diesel, mais caras e mais poluentes que os empreendimentos de fonte hídrica. "Houve um aumento da energia térmica, que em 2001 mal representava 4% da matriz e hoje responde por mais de 10%, por conta do atraso nas hidrelétricas", diz Alquéres.

Em paralelo, ampliar ainda mais o uso da energia eólica, que deve pular de 1 mil MW para 7 mil MW em 2015, também exigirá esforços. Boa parte dos empreendimentos fica no litoral da região Nordeste, que tem no turismo uma importante fonte de receita local. "Será que os prefeitos dessas cidades vão querer continuar expandindo e instalando centenas de usinas com estruturas grandes ao longo da costa, com ventiladores poluindo a visão da orla?", questiona um especialista.

Apesar dos muitos questionamentos, o balanço entre oferta e demanda no setor elétrico nos próximos quatro anos é de tranquilidade, segundo a EPE e as empresas. Nas contas de Tolmasquim, haverá uma folga de até 5.000 MW médios no período, sendo que 70% da expansão de capacidade até 2020 já está contratada. "Podemos crescer sem sobressaltos no setor elétrico", afirma. Para um executivo de uma distribuidora, com o recrudescimento da crise mundial, o excedente de energia elétrica deve superar 1% em 2011, uma folga pequena por conta dos atrasos da entrada em operação de algumas usinas térmicas a gás. Mas a entrada gradual das usinas do rio Madeira fará o excedente chegar a 4,5% em 2012 e a 8% em 2014, o que sinalizaria baixo risco de déficit no abastecimento à rede nesse período.

Um dos grandes desafios que se impõem diante de tantos novos projetos de energia elétrica, sem contar a exploração gradual do pré-sal, e que exige a gestão de uma ampla rede de fornecedores, está no financiamento. Para equacionar esse problema e aumentar os recursos disponíveis em infraestrutura, no fim de dezembro, o Ministério da Fazenda anunciou um conjunto de medidas para buscar aumentar a participação do mercado de capitais na infraestrutura. Hoje grande parte da carteira de crédito ao setor com vencimento superior a cinco anos está concentrada em três bancos: BNDES (60%), Caixa Econômica Federal (15%) e Banco do Brasil (12%).

Concorrência e retração no mundo derrubam preços dos equipamentos

Com a missão de prover a energia elétrica necessária para amparar o processo de crescimento sustentado da economia brasileira, o sistema elétrico está em franca expansão. A fronteira deslocou-se para o interior da Região Amazônica, desengavetando grandes e bilionários projetos de hidrelétricas, ao mesmo tempo em que fontes renováveis, como a geração eólica, ganharam impulso. Essas condições criaram um cenário auspicioso para a indústria de equipamentos, ampliando a competição.

Em 2010, o consumo de energia elétrica no país teve um crescimento de 7,8% na comparação com o ano anterior, refletindo o aumento do Produto Interno Bruto. O crescimento sustentado tem levado a uma expansão contínua do sistema elétrico, por meio de leilões de concessões de geração e transmissão de energia, além de investimentos das concessionárias de distribuição na ampliação e modernização das redes.

Estão em andamento projetos de geração de energia elétrica - usinas hidrelétricas, termelétricas, biomassa, eólicas e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) -, cuja operação deverá ocorrer até 2019, com uma capacidade conjunta de 51,6 mil MW, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), órgão regulador do setor elétrico. Trata-se do correspondente a 46% da capacidade instalada no final de 2010. Somente para o projeto de Belo Monte, no Sul do Pará, com a expectativa de ampliar em mais de 11 mil MW a capacidade instalada do parque brasileiro, a carteira de encomendas de equipamentos é estimada em torno de R$ 6 bilhões.

Para João Carlos de Oliveira Mello, presidente da empresa de consultoria Andrade & Canellas, o mercado de equipamentos para a geração hidráulica no Brasil tem, há muito tempo, players bem estabelecidos, com grande competência técnica. A Voith Brasil, por exemplo, no país desde a década de 1960, foi um dos fornecedores de turbinas para o projeto da hidrelétrica de Três Gargantas, na China, considerada a maior usina hidrelétrica do mundo, com 18,2 mil megawatts (MW) de potência.

O potencial do mercado brasileiro está atraindo fornecedores de equipamentos de outros países - como os chineses, acompanhados de linhas de financiamento. O quadro de retração econômica mundial está levando a uma redução dos preços dos equipamentos no Brasil. "O nosso sistema elétrico está se expandindo mediante custos marginais decrescentes", afirma Mário Menel, presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape). Segundo um especialista, com isso a energia a ser produzida pelos novos empreendimentos poderá ser oferecida pelos preços compromissados nos leilões, considerados muito baixos.

O projeto da hidrelétrica de Jirau despertou as atenções de fornecedores de turbinas chineses. Além de preços competitivos, eles também acenaram com linhas de financiamento. Com o projeto de Belo Monte, a competição com os players estrangeiros se acirrou ainda mais.

A presença de obras em rios da Região Amazônica está proporcionando desafios tecnológicos e logísticos para empreendedores e fornecedores de equipamentos. Para atender à demanda por equipamentos na hidrelétrica de Santo Antônio, localizado no Rio Madeira, a Alstom associou-se à Bardella na implantação de uma fábrica em Porto Velho, capital de Rondônia, próxima ao canteiro de obras. (E.M.)

BP investe US$ 96 milhões em biocombustível no Brasil

Após a ampliação, a empresa será capaz de moer cinco milhões de toneladas de cana-de-açúcar por ano

Companhia adquire participação em usinas, das mãos da Brasil Ecodiesel e da Louis Dreyfus, no valor total de US$ 96 milhões.

A petrolífera britânica BP anunciou nesta quarta-feira (14/9) que vai investir US$ 96 milhões para incrementar sua participação na Tropical Bioenergia e na Companhia Nacional de Açúcar e Álcool (CNAA).

A empresa vai adquirir 50% da Tropical Bioenergia, atualmente nas mãos da Maeda Agroindustrial, subsidiária da Brasil Ecodiesel, e da Louis Dreyfus Commodities, por um preço de cerca de US$ 71 milhões em dinheiro, no total.

A Brasil Ecodiesel comunicou que receberá um pagamento de R$ 59 milhões pela operação.

A Tropical Bioenergia possui uma usina em Goiás, que passará a ser operada pela empresa britânica. A BP afirmou que pretende dobrar o tamanho das operações da Tropical, que deverá atingir capacidade de produção de 450 milhões de litros de etanol por ano. Segundo a BP, após a ampliação, a empresa será capaz de moer cinco milhões de toneladas de cana-de-açúcar por ano.

A BP também vai se encarregar de refinanciar a dívida atual da Tropical Bioenergia.

Adicionalmente, a companhia vai adquirir uma participação de 3% na CNAA, atualmente nas mãos da Louis Dreyfus Commodities, por US$ 25 milhões. A companhia passará a deter 99,97% da CNAA, cujas operações já controla desde abril deste ano.

Com as aquisições, a BP passa a controlar três usinas no Brasil, sendo duas em Goiás e uma em Minas Gerais. De acordo com a companhia, a produção das usinas é destinada tanto ao mercado brasileiro quanto a exportações.

ENERGIA DO BAGAÇO

Ainda com baixa participação no total da geração de energia elétrica no Brasil, a bioeletricidade deve seguir sem destaque nos próximos leilões devido à dificuldade que o setor enfrenta para oferecer preços competitivos.
Energia produzida nas centrais de cogeração a partir da biomassa da cana, a bioeletricidade representa hoje mais de 5% da geração no país, segundo a Cogen (associação do setor de cogeração).
A capacidade de geração instalada no país, vinda do bagaço de cana, é hoje de 6.083 MW, distribuída em 692 unidades geradoras.
Há potencial de crescimento, mas, nos últimos leilões de energia, o volume total de bioeletricidade cadastrado foi de 4.580 MW e o montante comercializado, de 177 MW apenas, segundo a Cogen.
O baixo resultado é atribuído aos preços, que ainda não conseguiram se tornar competitivos com outras fontes.
"Estamos em diálogo com órgãos do governo para ajudar a desonerar a cadeia produtiva e propiciar financiamentos. A eólica já tem desoneração fiscal", afirma Newton Duarte, da Cogen.
A biomassa compete com a energia eólica, que tem registrado bons resultados nos últimos anos. O setor tem a seu favor as grandes empresas de equipamento, que, com as crises na Europa e nos EUA, voltaram suas atenções ao Brasil, segundo Cristopher Vlavianos, da Comerc.
Cerca de 80% do custo de implementação dos projetos de eólica está no equipamento, segundo ele.
"O momento é favorável, pois os fabricantes estão facilitando as vendas. A bioeletricidade não leva essa vantagem, porque sua composição de custos é bem diferente, envolve outros fatores."
O tema será tratado no Enase (encontro de agentes do setor), no Rio, em outubro.

BP avança no setor sucroalcooleiro

Com o desembolso de R$ 118 milhões mais a assunção de dívidas, a BP (ex-British Petroleum) assumiu o controle total da usina Tropical, de Goiás, que tem capacidade para processar 2,5 milhões de toneladas de cana-de-açúcar. Os vendedores foram a LDC Bioenergia, braço sucroalcooleiro da francesa Louis Dreyfus, e a Brasil Ecodiesel.

Com isso, a capacidade de processamento de cana da BP foi elevada para cerca de 6,4 milhões de toneladas. A BP também elevou sua participação de 83% para 90% em duas usinas da Companhia Nacional de Açúcar e Álcool (CNAA). Em março, a empresa tinha pago US$ 680 milhões pelos 83%.

BP adquire a fatia que faltava na Tropical por R$ 118 milhões

A BP (British Petroleum) finalizou ontem duas operações de compra de participação de usinas sucroalcooleiras no Brasil. A principal delas foi a compra dos 50% restantes da usina Tropical, de Edéa (GO), por R$ 118 milhões. A outra, foi o aumento de sua fatia de 83% para 90% na CNAA (Companhia Nacional de Açúcar e Álcool) que tem duas unidades em operação nos Estados de Minas Gerais e Goiás.

A petroleira britânica, que já detinha 50% da usina Tropical, assinou ontem a compra da fatia de 25% da LDC SEV, braço sucroalcooleiro da francesa Louis Dreyfus Commodities, e dos outros 25% da Maeda, subsidiária da Brasil Ecodiesel. Com isso, assumiu o controle da usina que tem capacidade para processar 2,4 milhões de toneladas de cana-de-açúcar por safra e produz açúcar e etanol.

Segundo fontes do mercado, o negócio foi fechado por valor equivalente a R$ 200 por tonelada de cana de capacidade instalada.

Procurada, a BP não comentou. A petroleira deve divulgar hoje na bolsa de Londres, onde tem capital aberto, comunicado informando as transações e anunciando investimentos nas usinas brasileiras, o que deve incluir projetos de cogeração de energia com bagaço de cana.

Pelo contrato de compra e venda da Tropical, assinado na noite de ontem, a BP também vai incorporar as dívidas da usina, que segundo avaliações do mercado, estão próximas de R$ 230 milhões.

O vice-presidente da LDC-SEV, Christophe Akli, confirmou ontem ao Valor a venda da fatia na Tropical e também da participação na CNAA para a BP. Ele não informou o percentual e nem o valor da segunda operação.

Esclareceu que as duas transações faziam parte de um acordo feito com bancos credores na época de incorporação da Santelisa Vale, em 2008, para redução do endividamento. Akli acrescentou ainda que as usinas não estavam em sinergia com os outros quatro clusters sucroalcooleiros operados pela empresa, que tem dez usinas no Centro-Sul do país.

José Carlos Aguilera, presidente da Brasil Ecodiesel, controladora da Maeda, afirmou que a venda da Tropical foi feita porque, além de o etanol não estar no foco da empresa, a atividade principal, que é produção de grãos, está neste momento em larga expansão. Com a incorporação da Vanguarda, este mês, a área cultivada com grãos e fibras vai crescer de 85 mil hectares na safra 2010/11 para 285 mil hectares. "A venda do ativo de cana vai capitalizar essa expansão em produção de alimentos e fibras", afirma Aguilera.

Adquirida em 2008 pela BP, a participação de 50% na Tropical foi por mais de dois anos a única presença da petroleira em biocombustíveis no Brasil. Isso mudou em março deste ano quando a companhia comprou, por US$ 680 milhões, 83% das duas usinas da CNAA. A aquisição também incluiu o projeto de uma usina em Campina Verde (MG).